View
10
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
{
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
ÓRGANO DE GOBIERNO
DÉCIMA QUINTA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019
ACTA
En la Ciudad de México, siendo las 17:12 horas del día 5 de marzo del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, sita en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero y Sergio Henrivier Pimentel Vargas y estuvo presente a través de un medio remoto de audio el Comisionado Héctor Moreira Rodríguez. Estuvo también ºpresente la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Décima Quinta Sesión Extraordinaria de 2019 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la Secretaria Ejecutiva mediante oficio número 220.0109/2019, de fecha 4 de marzo de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 18, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.
Con fundamento en el artículo 48 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, presidió la sesión la Comisionada Alma América Porres Luna.
A continuación, la Comisionada Porres preguntó a la Secretaria Ejecutiva, sobre la existencia de quórum, quien, tras verificar la asistencia, respondió que había quórum legal para celebrar la sesión.
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
1
ñ í¡ jl,i
f. i, ••
'\J
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Habiéndose verificado el quórum, la Comisionada Porres declaró instalada la sesión y se sometió a consideración del Órgano de Gobierno el Orden del Día, mismo que fue aprobado por unanimidad, en los siguientes términos:
Orden del Día
1.- Aprobación del Orden del Día
11.- Asuntos para autorización
11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la propuesta de Puntos de Medición Provisionales del Área Contractual Cárdenas Mora, correspondiente al contrato CNHA3.Cárdenas-Mora/2018, en términos de los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos.
11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Petrolera Cárdenas Mora, S.A.P.I. de C.V. para el contrato CNHA3.Cárdenas-Mora/2018.
11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V. para el contrato CNHA4.Ogarrio/2018.
11.1
11.- AsUJntos para autorización
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronum:ia sobre la propuesta de Puntos de Medición Provisionales del Área Contractual Cárdenas Mora, correspondiente al contrato CNH-A3.Cárdenas-Mora/2018, en términos de los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos.
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
2
Comisión Nacional de Hidrocarburos
En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con
la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Jaime Israel
Ríos Carrizales, Subdirector en la Dirección General de Medición.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los
términos que a continuación se transcriben:
"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Ríos, por
favor.
SUBDIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO JAIME ISRAEL RÍOS CARRIZALES.
Buenas tardes Comisionada, Comisionados. El día de hoy le traemos a su
consideración la propuesta de punto de medición provisional para
petróleo y gas natural del área contractual Cárdenas-Mora del contrato
CN H-A3.Cárdenas-Mora/2018. Adelante.
Como antecedente, la compañía Petrolera Cárdenas Mora solicitó a esta
Comisión el día 2 de enero de 2019, sometió a consideración de la
Comisión la propuesta de punto de medición provisional a fin de llevar a
cabo la medición de petróleo y gas natural de conformidad con lo
establecido en el artículo 42 para la aprobación del punto de medición
provisional, presentando también con información el acuerdo de
medición celebrado con la paraestatal Pemex Exploración y Producción
para la medición de petróleo y gas natural provenientes del área
contractual Cárdenas-Mora correspondiente al Contrato para la
Extracción número CNH-A3.Cárdenas-Mora/2018, el cual está bajo la
modalidad de licencia. El 1 de febrero de este año y de conformidad con
el artículo 43, fracción IV, se solicita la opinión de la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público en relación con la ubicación del punto de
medición provisional mediante el oficio 250.039/2019, emitiendo una
respuesta favorable mediante el oficio 352-A-012 de fecha 7 de febrero
del 2019 proveniente de dicha Secretaría.
Siguiendo un poco el orden cronológico, iniciamos con la solicitud el 2 de
enero del 2019. Posteriormente, el 25 de enero se realizó una reunión de
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
3
(""
\ ,. ,, ¡\ ( i
V
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
trabajo con el contratista donde se le hicieron algunas prevenciones. Por
oficio se les envió y atendieron a las mismas el día 31 de enero de 2019.
Una vez obteniendo la prevención, la respuesta a la prevención por parte
del contratista, se solicitó el 1 de febrero la opinión de ubicación a la
Secretaría de Hacienda, dando su respuesta favorable el día 7 de febrero,
por lo que se inició, bueno, se continuó con el análisis de la información
en el periodo del 11 al 22 de febrero y. el día de hoy pues se pone aquí
para su consideración en Órgano de Gobierno. Adelante por favor.
El área contractual Cárdenas-Mora se encuentra ubicada en el sureste de
México en el Estado de Tabasco. El área contractual comprende una
distancia de 168 km2, iniciando su explotación en el año de 1980.
Actualmente cuenta con ocho pozos productores activos para el campo
Cárdenas y cuatro pozos activos para el campo Mora. A la fecha, bueno,
enero, el reporte que tenemos de enero 2019 con una producción de 12
millones de pies cúbicos diarios y una producción de petróleo crudo de
5,831 barriles por día igual. Adelante.
El área contractual en el año 2018 solicitó a esta Comisión la aprobación
derivado de un farm out. Se solicitó la aprobación de los puntos de
medición provisional que vemos aquí en el diagrama que son con los que
actualmente ellos se encuentran midiendo. Para el caso del petróleo, en
Batería de Separación Mora tenemos un punto. En los cabezales
periféricos del CP-107 y CP-111 serían otros dos puntos que actualmente
están actuales bajo la resolución que se les dio en ese momento
CNH.E.11.002/18. Eso para el caso del petróleo. Adelante. Y para el caso
del gas natural serían los mismos puntos, pero nada más la diferencia es
que aquí están midiendo con placas de orificio y en el anterior fue con
turbina, pero están ubicados en el mismo punto. Si, adelante.
Entonces de acuerdo a los criterios de evaluación para la aprobación de
los puntos de medición provisional conforme a lo establecido en el
artículo 42 de los lineamientos técnicos, la propuesta de punto de
medición provisional nos dice que deberá contener cuando menos los
Órga o de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
4
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
elementos siguientes que son la identificación, la ubicación el punto de
medición, el responsable oficial y un mecanismo o sistema,
procedimiento, determinación o asignación del volumen, calidad y precio
por cada tipo de hidrocarburo. Adelante.
Para lo cual, el contratista nos presentó esta propuesta de punto de
medición provisional para el petróleo y gas natural. La ubicación sería a
boca de pozo del pozo Cárdenas-105 que es parte del área contractual
Cárdenas. Si, del área Cárdenas. Sería boca de pozo a través de un
separador móvil que la medición estaría para el caso del petróleo con una
turbina dependiendo del flujo derivado de esta extracción de
hidrocarburo y para el caso del gas natural con placa de orificio, el cual
llegaría/seguiría su recorrido. Para el cual, el recorrido de la molécula
sería hacia la Batería de Separación Cárdenas Norte para el caso del
petróleo en donde habría una separación y el envío sería hacia la Central
de Almacenamiento y Bombeo Cactus donde ahí ya tendrían proceso. Se
deshidrataría y para finalmente mandarlo hacia el e.e.e. Palomas que
sería como el destino final donde se comercializaría. Para el caso del gas
natural, se va igual en sentido multifásico, en Batería de Separación
Cárdenas Norte se realiza la separación, se envía a la Estación de
Compresión Cárdenas Norte, se tiene una medición de referencia y aquí
se envía a la Estación de Compresión Paredón. Sigue su camino hacia el
C.P.G. Cactus donde igualmente ya sería su destino final. El contratista
nos está proponiendo - vuelvo a repetirlo - medición a la salida de un
separador móvil presentando lo solicitado mediante turbinas para el caso
del petróleo y placa de orificio para el caso del gas natural. Adelante.
Y bueno, lo que se analizó como parte de la información y que da
cumplimento a lo solicitado en el artículo 42, es la identificación del punto
de medición provisional para el cual está cumpliendo, la ubicación del
punto de medición que cumple, el responsable oficial que sería el
contratista, procedimiento para la determinación de la medición
volumétrica igual nos presentó la información, procedimiento para
determinar la calidad de igual manera bajo procedimientos normalizados
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
5
i \
;_ \ \ l
V
{; L
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
y por último la opinión favorable de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público mediante el oficio 352-A-012. Adelante.
Derivado del análisis que realizó la Dirección General de Medición, se
emite el dictamen técnico en sentido favorable con respecto a la solicitud
al punto de medición provisional correspondiente al área contractual
Cárdenas-Mora presentado por el contratista Petrolera Cárdenas Mora,
S.A.P.I. de C.V. Lo anterior, a fin de llevar a cabo la medición de petróleo
y gas natural del área contractual, así como reconocer al contratista como
responsable oficial de la medición de los hidrocarburos. Cedo la palabra
al Comisionado ponente.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.·- Gracias ingeniero.
Comisionado Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ponemos a su
consideración la propuesta de la compañía. Vemos que cumple con todos
los requerimientos legales. Igualmente desde el punto de vista técnico
tiene un cumplimento también al 100%. Quizá a lo mejor valga la pena un
poquito platicar del pozo Cárdenas-105 que tiene un separador a boca de
pozo y como que no quedó claro ahí qué pasa con el gas. Yo creo que sería
el único que podríamos agregar ahí si nos hace el favor ingeniero Jaime
Israel.
SUBDIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO JAIME ISRAEL RÍOS CARRIZALES.- Si,
si nos regresamos a la diapositiva del diagrama por favor. Más adelante,
más adelante, más adelante. Más adelante, otra. Si, derivado de la
separación es un separador móvil trifásico, el gas natural. Bueno, aquí a
boca de pozo se hace la separación, pero se mide y se vuelve a unir en
una sola o se vuelve a hacer multifásico. La corriente se envía a la Batería
de Separación Cárdenas Norte donde hay separación y el gas, derivado
de la separación en Batería de separación Cárdenas Norte que es de
Petróleos Mexicanos, se envía ya directo a la Estación de Compresión
Ó gano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
6
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Paredón. Entonces aquí es donde se separa, aquí solamente se mide el
gas y se vuelve a hacer una sola fase.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.-A lo mejor vale la pena ahí
manejar los valores de las presiones. Para medir, hay que separar a baja
presión, para poder separar el gas y el aceite. Entonces seguramente que
ahí en ese punto, y eso es lo que quería que abundaran, van a tener que
comprimir el gas para poder meterlo otra vez a la corriente. ¿O cómo
está, cuál es la presión de separación?
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.-Realmente la presión de separación esta arribita de los seis a
siete kilos que ópera la batería Cárdenas Norte. Entonces de acuerdo a lo
que se maneja, manejaría la separación a boca de pozo con la presión que
tenga del pozo corriente abajo del estrangulador, se incorpora y se
mandaría. Actualmente ese pozo no produce porque está a la espera de
la autorización del punto de medición provisional. Entonces realmente
surge de una reparación de pozo en su Plan de Evaluación, entonces lo
quiere mandar a producir. Esta poquito arriba de la presión de separación
en Cárdenas.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces habrá que hacer
los cálculos necesarios para llevarlo a una medición a condiciones
estándar.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- Más bien sería el estrangulamiento, después del
estrangulador calcular la caída de presión en la delta P para la presión de
separación y que llegue a la de 5.6 kilos que se está solicitando en la
Batería Cárdenas porque la Batería Cárdenas Norte es de PEP y realmente
el área contractual no dispone de infraestructura.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ok. Porque
cuentas en la Batería Separación Cárdenas Norte van a
corrientes, al CP-107, al CP-111 y la del Cárdenas-105
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria
7
al final de
llegar tres
y las tres
5 de marzo de 2019
''\
r \V
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
mediciones tendrán que dar lo que se ve allá en Cárdenas Norte, tendrá
que darse el balance. Y entonces para que se dé el balance hay que
considerar que todas las condiciones sean las mismas de separación. Va
a haber la necesidad de hacer ciertos cálculos para hacer el balance en la
forma adecuada.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- Exacto, perfectamente, sí, así es. Y la medición que se hace a
boca de pozo se toma como una medición operacional, en este caso
referencia, tanto en calidad como en volumen en cada una de las
corrientes, tal en Cárdenas junto con otras corrientes hacer el balance
correspondiente. Así es.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Excelente, gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. En
realidad, yo tenía una pregunta que era, creo que ya la contestaste, pero
maestra González era respecto al pozo Cárdenas-105 en este momento
no está en producción. Es por eso que no estaba incorporado en los
puntos de medición hasta este momento. Entonces se piensa ponerlo a
producción posterior a que se autorice, si es que se autoriza, este punto
provisional.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- Así es.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, ese sería. ¿Algún otro
comentario? Comisionado Moreira, ¿tienes algún comentario?
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No, muchas gracias,
aclarado.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pues en caso de que no
haya, por favor Secretaria Ejecutiva nos podría leer la propuesta de
acuerdo.
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
8
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Si,
nada mas no tanto es un comentario sobre este punto, pero sí va a tener
relación con el siguiente punto del Orden del Día. Entonces a lo mejor en
la exposición del Plan de Desarrollo pudiéramos explicar más este tema
de los puntos de medición y cómo forman parte del Plan de Desarrollo a
posteriori.
No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:
RESOLUCIÓN CNH.E.15.001/19
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la propuesta de Puntos de Medición Provisionales del Área Contractual Cárdenas Mora correspondiente al contrato CNH-A3.CárdenasMora/2018, en términos de los lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos.
ACUERDO CNH.E.15.001/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X, XXIV y XXVII y 38, fracción 111 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 43, fracción 1, inciso h}, de la Ley de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la propuesta de Puntos de Medición Provisionales del Área Contractual Cárdenas Mora correspondiente al contrato CNH-A3.Cárdenas-Mora/2018.
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
9
;V
�
I
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de
Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de
Desarrollo para la Extracción presentado por
Petrolera Cárdenas Mora, S.A.P.I. de C.V. para el
contrato CNH-A3.Cárdenas-Mora/2018.
En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Alan lsaak Barkley Velásquez, Director de Área en la Dirección General de Dictámenes de Extracción.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Barkley, por
favor.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY
VELÁSQUEZ.- Comisionada, muchas gracias por la palabra. Señores
Comisionados, buenas tardes. Efectivamente traemos para su aprobación
el Plan de Desarrollo para la Extracción del contrato Cárdenas-Mora.
Entonces por favor la siguiente. Vamos a ver la relación cronológica del
proceso.
La solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo se ingresó el 31 de
agosto de 2018. Se realizó la prevención por parte de CNH, revisión de
información 21 de septiembre. Tuvimos la atención a la prevención por
parte del operador Petrolera Cárdenas Mora 17 de octubre de 2018.
Declaramos suficiencia el 12 de noviembre de 2018 y estamos el día de
hoy presentándolo ante Órgano de Gobierno, lo cual conllevó ciertas
reuniones de trabajo, comparecencia y un alcance de información.
También tuvimos participación con Secretaría de Economía, con ASEA y
la opinión del punto de medición por parte de Secretaría de Hacienda.
Siguiente por favor.
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria
10
5 de marzo de 2019
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Bien, los datos generales y características del contrato. Área contractual
está en Cárdenas, Tabasco, a 55 km al oeste de la ciudad de Villahermosa.
El contrato es CNH-A3.Cárdenas-Mora/2018. Está en Tabasco, Cárdenas.
Tiene 168 km2 de área. La fecha efectiva es el 6 de mayo de 2018, es por
25 años, la vigencia es de 6 de marzo de 2043. Es un tipo de contrato bajo
la modalidad de licencia, es un farm out. La operadora y socios, la
operadora es Petrolera Cárdenas Mora y los socios es PEP con 50% y
Petrolera Cárdenas-Mora 50%. Las formaciones geológicas por edad para
su extracción está acotado de acuerdo al anexo I del contrato y tenemos
por edad el Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) y Cretácico Inferior,
además Plioceno Superior para Cárdenas que es Cenozoico la formación
Filisola y en campo Mora tenemos Jurásico Superior Kimmeridgiano y
Cretácico Inferior. Bien, las colindancias es al Este el campo Chipilín y
Edén-Jolote. Por favor la siguiente.
Tenemos de pozos dentro del campo tenemos 89 pozos en Cárdenas y 23
en Mora, lo cual suma 112 pozos perforados y tenemos 12 productores
actualmente. Las edades de los yacimientos, como se mencionó
anteriormente, es el Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico
Inferior. Las porosidades son matriciales básicamente, 3% para Cárdenas,
4.75% para Mora. La densidad del aceite es un aceite ligero, 40 grados
API, 39 en Mora. La viscosidad 0.39 centipoise en condición de yacimiento
para Cárdenas y 0.12 para Mora. Temperaturas 159 en Cárdenas, 139 ºC
para Mora. Presión de saturación 307 kg/cm2 en Cárdenas y 259 en Mora.
Las presiones iniciales tenemos 650 kg/cm2 en Cárdenas y casi 600 en
Mora. Cabe destacar, bueno, que es un yacimiento que se encuentra
saturado. Es decir, ya por debajo de la presión de saturación desde hace
más de 20 años. Siguiente por favor.
Bien. El objetivo y alcance del Plan de Desarrollo tenemos el objetivo es
recuperar un volumen de 32.87 millones de barriles de aceite y 70.89
miles de millones pies cúbicos de gas. Tenemos la inversión y gastos de
operación, así como el abandono contemplados en el plan 2019-2043, de
807 millones de dólares. Tenemos cuatro sitetracks que están
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
11
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
planificados, son ventanas en cuatro pozos, reparaciones mayores con
· equipo en cuatro pozos, los cuales involucran cambio de aparejo, así
como disparos en otras zonas de la formación. Construcción de red de
bombeo neumático autoabastecido y sistemas de medición, también el
acondicionamiento del mismo gas para que siga recirculando en el anillo
de BN. La toma de información para la definición de procesos
subsecuentes y bueno, la continuidad operativa de los pozos productores
del área contractual. Siguiente por favor.
Entonces en cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos,
vemos que la tecnología y plan de producción que permitan maximizar el
factor de recuperación en condiciones económicamente viables. Por
favor. Las actividades del Plan de Desarrollo. Bueno, las entidades físicas
que se contemplan primeramente son apertura de ventanas (sitetracks),
cuatro en 2019. Reparaciones mayores con equipo, la cual involucra
cambio de aparejo y disparo en diferentes zonas, son cuatro.
Estimulaciones, 331 estimulaciones. Limpiezas van hacer limpiezas
nitrogenadas, 941 limpiezas durante el Plan de Desarrollo.
Mantenimiento de la tubería flexible que está colgada en los pozos, 53.
Cambios que necesitan las tuberías flexibles por agotamiento de la vida
útil de la tubería flexible son 26 cambios que necesitan. Toma de
información básicamente involucra a las calibraciones, la toma de
presión, temperatura y obstrucciones que pueden tener los pozos, 391.
Caracterización fluidos es para investigar las problemáticas debido a
asfaltenos y parafinas, 216. Núcleos que se van a tomar en las ventanas
que se proponen para perforar, son dos núcleos que se proponen tomar.
Tubing puncher es para disparos que se hacen en la tubería de producción
para comunicación de tubería de revestimiento. Es decir, esto anula la
posibilidad de meter un mandril de bombeo neumático. Se van a hacer
32 y la inyección de químicos son a pozos con el fin de, bueno, de limpieza
de parafinas y asfaltenos, se tienen 460 actividades físicas. Como
construcción de infraestructura se tiene la red de bombeo neumático
para los campos Cárdenas, para el campo Cárdenas y el campo Mora, son
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
12
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
una y una. Rehabilitación de caminos se va a hacer anualmente y el
abandono. El abandono contempla el fondeo del fideicomiso de
abandono que es anual y bueno, esto contempla aportaciones, los cuales
abarcan toda la infraestructura del área contractual que son pozos,
instalaciones y duetos. Sin embargo, bueno, como vemos los abandonos
de pozos son dos abandonos que se tiene y estos abandonos serán
solamente para dos pozos debido a que estos pozos se agota la reserva
en 2041-2042. Sin embargo, el fondeo abarca el abandono de todos los
pozos, instalaciones y duetos. Siguiente por favor.
Tiempo, las reparaciones mayores del Plan de Desarrollo. Bueno,
empezamos en verde con las ventanas (sitetracks). Históricamente el
Mora-25 por ejemplo aportaba el 50% de la producción del campo.
Entonces bueno, tiene petrofísica favorable y bueno, buenas condiciones
de productividad. Entonces por ello el operador está planteando hacer
una desviación, una ventana. Es decir, el objetivo original presenta una
obstrucción, entonces ellos van a desviar ese objetivo para tratar de
drenar otros objetivos nuevos con diferentes recursos y probablemente
fuera del radio de drene del actual pozo. Ahora bien, las ventanas a través
del Plan Provisional se han considerado también ventanas y reparaciones
mayores debido a que a través del Plan Provisional han tomado
información y bueno, a través de esto han tenido la oportunidad de
considerar distintos candidatos. Por eso vienen proponiendo cuatro
ventanas y cuatro reparaciones mayores, cambio de aparejo también.
Siguiente.
La tecnología. La tecnología es el bombeo neumático, se usa para
levantamiento artificial de producción. Se va a hacer un anillo de
autoabastecimiento en el campo Cárdenas y en el campo Mora. Ventanas
que es para drenar nuevos objetivos aprovechando la infraestructura y
derivado de la baja presión de los yacimientos se usarán los fluidos
espumados y nitrógeno para la perforación de estas ventanas. Tubería
flexible con fibra óptica. Tiene sensores para monitoreo de presión,
temperatura y profundidad y también contempla esfuerzos de tensión y
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
13
,/
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
compresión en tiempo real. Entonces esto permite hacer una calibración
mientras se ejecutan diferentes procesos, por ejemplo, limpieza en este
caso y estudios de inversión sísmica. Esto es para definir la red de
fracturas y propiedades para el Cretácico y Jurásico. Esto es necesario
para calibrar pronósticos de producción y bueno, para también conocer
más el campo para diseñar, perdón, nuevas estrategias de manejo de la
producción.
Bien, volumen a recuperar en el Plan de Desarrollo. El contrato tiene un
volumen original de 1,714 millones de barriles y 3,067 miles de millones
de gas. Entonces el volumen a recuperar en la vigencia del Plan de
Desarrollo son 32.87 millones, 70.89 miles de millones de gas y
básicamente 70% de Cárdenas y 30% de Mora. Aquí vemos un
comparativo de las reservas al 1 de enero de 2018 de los campos del
sureste de México que son correlativos en edad y bueno, vemos que
Cárdenas-Mora el proyecto per se tiene aproximadamente 33 millones de
barriles y bueno, ello lo hace estar en una jerarquía alta con respecto a
los campos del sureste en cuanto a reservas 2P. Siguiente por favor.
Bien, ahora el completamente de producción de campos análogos para
Cárdenas y Mora. Tenemos para Cárdenas el campo Bellota, Cactus,
bueno, los campos Bellota, Cactus, Caparrosa Escuintle, íride, Cunduacán
y Oxiacaque. Ellos son correlativos en edad con porosidad matricial
menor al 10%, un play similar en edad también, profundidad de campos
de 3,000 a 6,000 metros bajo el nivel del mar. Entonces vemos que son
bastante correlativos con inclusive el tiempo de desarrollo cuando
empezaron las campañas de producción de la región sureste en México.
Y para el campo Mora tenemos Bellota, Jacinto, Luna, Mora y Sen y
bueno, también vemos que los potenciales de los campos y los máximos
caudales de producción que han alcanzado son correlativos al campo
Cárdenas y Mora. Entonces por ello se ha categorizado los factores de
recuperación de campos análogos, los cuales, bueno, comparamos en
factores de recuperación y tenemos el promedio que es de 34%. Y bueno,
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
14
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
/
se encuentra Cárdenas-Mora por encima de la media bajo el primer
esquema de desarrollo que plantea el operador.
Bien, las alternativas analizadas por el operador son cinco alternativas. La
alternativa 1 es la seleccionada. La alternativa 1 contempla cuatro RMA
con equipo, son ventanas, cuatro RMA con equipo también, cambio de
aparejo y disparos, Construcción de red de bombeo neumático
autoabastecido, un anillo de BN. Y esto nos va a dar un diferencial de
producción acumulada de 32.86 millones de barriles, 70.89 miles de
millones de gas. Gasto de operación tendrán 731 millones de dólares, en
inversiones tendrán 77 millones de dólares. Un VPN antes de impuestos
de 407 millones, 281 después de impuestos, un VPI, un valor de la
inversión de 69.2 millones y un VPN/VPI de 4.6. Entonces es el que mejor
balance genera entre costos y VPN. Aquí también cabe destacar la
similaridad de las alternativas 2 y 4, las cuales, bueno, no contemplan
actividad física. Sin embargo, una contempla red de bombeo neumático,
lo cual anula costos de operación y la alternativa 4 no contempla red de
bombeo neumático, por ende, contempla la continuidad operativa en las
condiciones que existe en el campo hoy que es comprando gas natural,
haciendo una erogación aproximada de 3.5 millones de dólares al mes en
solo compra de gas natural. Entonces bueno, ello permitirá buenos
ahorros y sobre todo un desarrollo de las reservas 2P del 99% de
Cárdenas-Mora.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero, perdón. ¿En
algún caso contemplaron recuperación, o sea, procesos de recuperación
secundaria o mejorada?
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY
VELÁSQUEZ.- Bueno, en definitivo nosotros hemos hablado con el
operador en distintas reuniones de trabajo. Nos han mencionado el
hecho de que ellos están interesados en hacerlo, sin embargo, tienen 180
días para presentar el Plan de Desarrollo. Ellos están estudiando aún
posibilidades de recuperación secundaria y mejorada, sobre todo pilotos.
J'"º de Gob;emo Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
15
.!
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero en ninguna de sus
alternativas en este momento.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY
VELÁSQUEZ.- No, el día de hoy el Plan de Desarrollo no contempla
recuperación secundaria y mejorada.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí Rocío, perdón,
abogada.
DIRECTORA GENERAL EN LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRA ROCÍO
ÁLVAREZ FLOREZ.- Gracias Comisionada, nada más para precisar. En
términos del tercero transitorio de los Lineamientos de Recuperación
Secundaria, el contratista deberá presentar un informe preliminar de
evaluación del potencial de aplicación de los procesos de recuperación
secundaria y mejorada en mayo de este año. Entonces esta es una
evaluación preliminar y posteriormente ya, en caso de aplicar, deberá de
presentar el programa respectivo.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muy bien, muchas
gracias.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO ·ALAN ISAAK BARKLEY
VELÁSQUEZ.- Bueno, ¿volvemos? Ya. Bien, entonces los pronósticos de
producción de la alternativa seleccionada tenemos que la alternativa 1
llegará un punto máximo de 9,600 en promedio anual barriles por día y
bueno, alcanzará 32.86 millones de barriles. Siguiente por favor.
Vemos los pronósticos de producción. La alternativa la cual acumula la
mayor ganancia debido al proyecto es la alternativa 1, seguido de las 5, la
3. Y bueno, la 4 y la 2 como solamente son variaciones económicas, es
decir, comprar gas o no comprar gas, construir una red de BN, no
construir una red de BN, dan exactamente igual en pronósticos de
producción, sin embargo, en economía no son nada iguales. Entonces
bueno, pronóstico de producción de gas. Tenernos la alternativa 1
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
16
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
{
evidentemente llega a 21 millones de pies cúbicos por día en un punto
máximo de producción y bueno, la declinación sucesiva. Siguiente por
favor. Y bueno, la alternativa 1, como mencioné, alcanza a acumular
70.89 miles de millones de pies cúbicos durante el Plan de Desarrollo.
Bien, en cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos,
tenemos el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural. Entonces
bueno, tenemos el pronóstico de producción de la alternativa
seleccionada, la cual, bueno, como dije alcanza un pico máximo de
producción de 21 millones de pies cúbicos por día y esto es manejable en
su totalidad. El gas es transferido totalmente para venta y bueno, ello
hace el cumplimiento del 98%, el cumplimiento de la meta del 98%. Y en
cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, los mecanismos
de medición de la producción de hidrocarburos. Por favor. Tenemos la
fase 1 que, bueno, el operador primero que nada presenta dos fases. Esto
sin conexión con el punto que anteriormente se aprobó. Presentó dos
fases, la cual la primera fase es continuar con los puntos de medición
provisional que se encuentran autorizados al momento, los cuales
contemplan separadores y cabezales periféricos. Entonces en la parte de
arriba vemos los pozos del campo Cárdenas, los cuales son una corriente
multifásica, confluye a la Batería de Separación Cárdenas Norte y
tenemos también que la Estación de Compresión Cárdenas Norte
acondiciona el gas y lo envía a la Estación de Compresión Paredón. Ahora
bien, solamente el petróleo confluye hasta la Central de Almacenamiento
y Bombeo Cactus y seguido de Palomas, que es donde se hace la
metodología de balance en el Centro Comercializador de Crudo. Y bueno,
para el campo Mora la Batería de Separación Mora se encuentra dentro
del área contractual y ella envía el petróleo, bueno, los pozos confluyen
a la Batería de Separación Mora de manera multifásica, se tiene una
separación y una medición Coriolis. Seguido el petróleo, solamente se va
a la Estación de Compresión Cárdenas y el gas se comprime en la Estación
de Compresión Mora, seguido el flujo de la molécula de gas en la Estación
de Compresión Paredón.
drgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
17
/ (✓
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Y bueno, la fase 2 que presenta el contratista de 2023 a 2042 esto trata
ya de ejecutar el proyecto de red de bombeo neumático autoabastecido,
involucrando separadores móviles para la medición y bueno, entonces
también involucra hacer el proyecto para poner en condiciones el gas
natural. Es decir, deshidratación conforme al artículo 28 de Lineamientos
Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburo. Entonces se tiene
mediciones operacionales que confluyen á la Batería de Separación Mora
todos los pozos del campo Cárdenas y Mora. Se tiene una medición
referencial seguido de una medición de transferencia. En cuanto al hecho
que se instalará un Coriolis para hacer la medición de transferencia, el
cual, bueno, va a ser multifásico. Y posteriormente a la salida de la batería
de separación Cárdenas Norte, ya se tendrá el punto de medición
propuesto por el operador en la fase 2. Así es.
Bien, descripción del Programa de Inversiones. Tenemos una inversión
total de 807 millones de dólares en la alternativa seleccionada, lo cual
involucra el desarrollo 11%, producción 85%, básicamente continuidad
operativa, y el abandonó es 4% de la inversión total del proyecto. Por
favor. Bien, la alternativa propuesta del proyecto marca un Programa de
Inversiones, el cual el Estado tiene a favor 54% del valor de los
hidrocarburos y a favor del contratista sería el 46%. Tenemos el valor de
hidrocarburos de 2,187 millones de dólares, el precio que se ha tomado
es 60 dólares por barril y 3 dólares por millar de pie cúbico para gas y
bueno, los costos son 808 millones de dólares y, como mencioné, 54%
para el Estado, 46% para el contratista. El valor presente neto después de
impuestos son 393 millones, valor presente neto antes de impuestos 852
millones, valor presente de la inversión 66 millones y el cociente VPN/VPI
de 6.
Bien, ahora los programas. Programa de Cumplimento del Porcentaje de
Contenido Nacional, Capacitación y Transferencia de Tecnología. Una vez
que se cuente con opinión favorable respecto ele los programas de
contenido nacional, así como de capacitación y transferencia tecnológica,
este formará parte integral del contrato. Y bueno, el Sistema de
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
18
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
{
Administración de Riesgos, la Agencia informa que el regulado cuenta con
una CURR que es ASEA-PEC18003C del 7 de marzo de 2018. Y bueno, para
que las actividades contempladas en el Plan de Desarrollo para la
Extracción se encuentren amparados bajo la autorización anterior,
deberá presentar ante la Agencia el Plan de Desarrollo que propone el día
de hoy aprobar por la Comisión, solicitud de modificación de su Sistema
de Administración autorizado y el programa de implementación
actualizado, considerando la modificación que comento.
Bien, el cumplimento de la normativa. Se verificó el cumplimiento de la
Ley de Hidrocarburos, el cumplimiento de la LORCME, la Ley de Órganos
Reguladores Coordinados en Materia Energética, el cumplimiento de los
Lineamientos de Planes, cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en
Materia de Medición de Hidrocarburos contemplando dos fases de
instauración de los mismos. Cumplimiento de Disposiciones de
Aprovechamiento de Gas y cumplimento de las cláusulas del contrato.
Bien, las conclusiones. Bueno, con las actividades propuestas por el
contratista, se desarrollará un mayor conocimiento de los yacimientos, lo
cual tendrá como resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero
del área contractual y del país. El pronóstico de aceite y gas representa
un factor de recuperación de 37% y 41% respectivamente. Con la
estrategia de extracción a implementar, se recuperará 32.87 millones de
aceite y 70.89 miles de millones de gas, como garantes de la seguridad
energética de la Nación. Y el uso de la tecnología propuesta por el
operador, lo cual propone inversión sísmica, ventanas, bombeo
neumático autoabastecido, se considera adecuada para la exploración y
extracción de los hidrocarburos dentro de los campos que conforman el
área contractual de Cárdenas y Mora.
Conclusiones. La propuesta del Plan de Desarrollo está orientada a
promover actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en
beneficio del país. La estrategia planteada presenta un Programa de
Inversiones acorde con las actividades propuestas. Y el Plan de Desarrollo
'rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
19
¡
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
cumple con la meta del 98% de aprovechamiento de gas, dando
cumplimiento a las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento de
Gas Natural Asociado, así como la propuesta de punto de medición para
aceite y gas cumple con los elementos del artículo 42 de los Lineamientos
Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.
Bien, las recomendaciones, por último. Se recomienda ejecutar
experimentos PVT acorde al estado de saturación en el que se encuentran
los yacimientos del área contractual - como lo mencioné, están
saturados, es decir, por abajo de la presión de saturación - con el fin de
caracterizar posibles fenómenos composicionales a lo largo del desarrollo
del proyecto. Estos pueden ser como tipo experimentos de
recombinación matemática, entre otros. Entonces derivado de los
estudios en curso como la inversión sísmica, se recomienda al contratista
con el objetivo de nuevas campañas de desarrollo y reactivación de
pozos, la detección de zonas con densidad de fracturamiento favorable
para evaluar el potencial productor. Evaluar el potencial del éxito en
métodos de reducción de corte de agua como intercambiadores de
permeabilidad relativa, polímeros y/o geles en los campos,
especialmente en el campo Cárdenas, el cual se dice que, bueno, tiene
26% de corte de agua al día de hoy de producción, entonces es un corte
importante el cual puede tener un potencial de reducción. Con el
programa de toma de información, el cual involucra calibraciones,
registros, núcleos y muestreos de fluidos, se recomienda al contratista
acelerar los estudios para determinar procesos de recuperación
secundaria y mejorada. Esto, bueno, también es en línea con la
recomendación que se había hecho en aprobaciones anteriores del Plan
Provisional Cárdenas-Mora.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias
ingeniero. Comisionado Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias doctora
Alma América. Me gustaría que pusieran la lámina que le nombraron
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
20
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
alternativas analizadas. Una de las atribuciones más importantes que
tiene la Comisión Nacional de Hidrocarburos es validar los Planes de
Extracción de los operadores. Esta lámina es muy buena, ejemplifica
claramente el que un yacimiento o un conjunto de yacimientos en este
caso en Cárdenas y Mora pueden ser explotados bajo diferentes
alternativas. Seguramente ellos analizaron más y nos presentaron cinco
que son las que tenemos aquí al frente en la lámina. Se puede observar
por ejemplo que la alternativa número 4 no invierte nada. El valor
presente de la inversión es cero. Sería como dejar el campo que siguiera
operando tal y como está. Eso significaría que el valor presente neto fuera
219 millones de dólares. La alternativa que presentan como ganadora nos
da 407, estamos hablando de 200 millones de dólares de una alternativa
a otra. Posiblemente, no es el caso de Cárdenas-Mora, algún operador
quisiera tener una estrategia de menor inversión o quisiera utilizar
algunas tecnologías de las cuales ellos pudieran tener acceso inmediato,
pero definitivamente los planes lo que buscan es darle al yacimiento lo
que requiere de tal forma que se maximice el valor. Esto es un farm out,
la mitad lo trae Pemex Exploración y Producción y la otra mitad lo trae la
compañía Cheiron, ¿no? A través de la empresa que formó para hacer el
farm out.
Se puede ver aquí que si no hay inversión podríamos perder 200 millones
de dólares y estamos hablando de un yacimiento pequeño. Es un
yacimiento que actualmente produce 5,831 barriles por día.
Generalmente cuando se comparan esas producciones con la producción
total de 1 millón 600 mil y tantos no es importante. Igual con el gas
tampoco es importante, pero si lo vemos en dinero eso es mucho dinero.
200 millones de dólares por hacer una buena selección, eso es primordial
para el Estado. Y precisamente lo que hacemos aquí en la Comisión
Nacional de Hidrocarburos es encontrar o buscar que los operadores
tengan la mejor alternativa de tal forma que el Estado maximice el valor
económico de los hidrocarburos y también obviamente el operador. La
pregunta que hizo la doctora Alma América al final es la última
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
21
íll l
j
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
recomendación. Ellos están haciendo los análisis de cuál podría ser alguna
política de proceso de recuperación secundaria y mejorada. Aquí en el
campo Cárdenas, Pemex Exploración y Producción antes delfarm out hizo
algunas pruebas de inyección de aire. Esas pruebas de inyección de aire
son únicas en el mundo porque no hay antecedentes de inyección de aire,
o no había cuando se hicieron las pruebas, en yacimientos naturalmente
fracturados, que eso es bastante complicado porque cuando uno inyecta
aire, un fluido de baja viscosidad, pues el gas o el aire tiende a irse por las
fracturas.
Están analizando todavía esa información, están analizando otras
posibilidades y el día de hoy la alternativa 1 es la que maximizar el valor
y es la que les proponemos como para tomar el acuerdo de que esta
alternativa sea el Plan de Desarrollo para la Extracción que el operador
aplique en el tiempo en el cual todavía no tenga un nuevo plan. Cuando
traiga un nuevo plan, cuando venga un proceso de recuperación
secundaria y mejorada, pues será entonces ese el mejor plan. Vean ahí
las alternativas. Hay diferentes valores, por ejemplo, hay una de 176, la
alternativa 3 que, aunque inviertan dinero, finalmente salen perdiendo.
Es mejor no invertir que invertir. Hay gente que piensa que nada más es
invertir dinero a los proyectos y con eso ya tenemos mucha producción.
Este es un ejemplo claro de qué es lo que pasa cuando no hacemos nada
o qué es lo que pasa cuando hacemos cosas que no debemos hacer que
bajan el valor del proyecto. Vean aquí, se invierten 78 millones de dólares
y el valor presente de la inversión baja a 176. Aquí al parecer es mejor no
hacer nada, pero obviamente es mucho mejor lo que plantean de cuatro
reparaciones mayores, todo lo que viene y lo que se explicó por el
ingeniero Alan Barkley. Entonces bueno, este es el comentario que
traemos de esta lámina, las alternativas analizadas dentro del plan que
nos mandan y ponemos a su consideración el caso.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias
Comisionado Martínez. ¿Algún comentario Comisionados? Comisionado
Moreira, ¿algún comentario?
rgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
22
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Cuando presentan
ustedes esto, hablan de la formación Filisola y más tarde ya no se vuelve
a mencionar. ¿La están incluyendo en alguna parte, hay algo que esté
haciendo en esta formación?
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY
VELÁSQUEZ.- Comisionado Moreira, solamente para responder el
comentario. La formación Filisola en el Cenozoico es bastante
interesante. El operador actualmente no presenta actividad física para
esa formación, sin embargo, bueno, ha manifestado el interés. Sobre
todo, van a tomar información nueva como registros de saturación detrás
del revestidor con neutrón pulsado, lo cual, bueno, puede generar nuevos
candidatos de reparaciones.
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Muchas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo me quedé con una
pregunta, bueno, una duda más bien. Hace un momento vimos el punto
de medición provisional que fue aprobado, pero en este plan nos están
proponiendo dos puntos de medición: un punto de medición fase 12018-
2023 y un punto de medición fase 2 2023-2042. Lo que logro entender es
de que el punto de medición fase 1 es el que acabamos de aprobar,
¿correcto? En este caso pues ya está aprobado. O sea, ¿cuál es la
diferencia? Ese es mi punto.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- Si me permite Comisionada.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí, por favor maestra.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- La diferencia de la fase 1 con la fase 2 efectivamente se
aprobó el punto de medición de Cárdenas-105, pero hay que recordar
que en el Plan de Desarrollo vamos a tener pozos que van a salir a
Ó gano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
23
t
/
Comisión Nacional de Hidrocarburos
producción y vamos a incorporarlos en los cabezales que se tienen.
Entonces obviamente eso se tendría que visualizar en los cabezales que
llegan en dónde se van a conectar. Por ejemplo, si no me equivoco Mora-
25 quizás llegan a los cabezales más los otros pozos que mencionó el
ingeniero Alan correspondiente a los demás de Cárdenas. Ahora, de estos
básicamente el tiempo que se queda trabajando con esta autorización va
a ser el tiempo en que esto se acondicione para cubrir el artículo 28. El
artículo 28 sí tenemos que manejar, si vamos a la siguiente lámina, un
procesamiento del crudo y en este caso va a ser del gas. El gas debe
quedar a condiciones del artículo 28 para ser de autoconsumo de
bombeo neumático que casi es una calidad muy alta. ¿Sí? Y entonces
propone un sistema de medición fiscal para gas y una propuesta porque
van a ocuparlo para bombeo neumático. En el caso del crudo que vamos
a solicitar, ellos estarían viendo la alternativa y proponen utilizar la
Batería Cárdenas Norte que va a ser de PEP. PEP tiene proyectado que va
a hacer deshidratación y desalado. Entonces eso quiere decir que no nos
iríamos hasta Palomas, nos quedaríamos en Cárdenas Norte y eso con
esos dos puntos de medición se tendría las alternativas de
procesamiento, construcción y adecuación de infraestructura.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Digamos, esto me quedó
claro. Lo que no me queda claro es por qué habíamos autorizado un punto
de medición provisional anteriormente si aquí estamos volviendo a
autorizar estos dos puntos fase 1 y fase 2 dentro del Plan de Desarrollo.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- Porque como en el punto de medición provisional actual en el
que estamos manejando nada m�s tenemos el cabezal 111 y el cabezal,
perdón, el otro que tenemos es el 107. Entonces no teníamos el del pozo
105. Entonces al autorizarlo inmediatamente se pone a producir y, como
vamos a vivir con una provisionalidad durante el periodo en esta etapa 1
hasta el acondicionamiento, tendríamos que operar el pozo 105.
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
24
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, es decir, ¿después
vamos a tener que autorizar la fase 2 independiente del Plan de
Desarrollo?
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- No, porque vendría ya en el Plan de Desarrollo.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, ya estamos
autorizándolo aquí.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO.- Así es, así es.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo sigo con mi pregunta,
pero ...
DIRECTORA GENERAL EN LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRA ROCÍO
ÁLVAREZ FLOREZ.- Si, de hecho atendiendo si me permite Comisionada.
Atendiendo a su pregunta, justo lo que estamos planteando en el primer
punto se está modificando el punto de medición provisional, se está
especificando cuál es la modificación y en el Plan de Desarrollo lo único
que estamos haciendo es especificar que durante la fase 1 se va a dar
continuidad de estos puntos de medición provisionales. Eso es lo que
estamos aprobando, que durante esa etapa se sigan ejecutando estos
puntos de medición provisionales y durante la fase 2 ya se implementan
los mecanismos de medición y se está haciendo la aprobación específica
de estos mecanismos de medición. Pero esa es la diferencia en el Plan de
Desarrollo donde sí aprobamos que se continúe al amparo de estos
puntos de medición provisional, por eso se hizo una modificación previa
en materia de medición.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, bueno. Por favor
Comisionado Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Parece lógico. Si tenemos
unos lineamientos de planes y dentro de los lineamentos de planes por
Ór ano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
25
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
ejemplo se involucran los pozos, se involucran los puntos de medición,como que pareciera ser que con evaluar el plan y validarlo ya estásvalidando todo lo demás, pero no es así. Los lineamientos de pozos puessolicitan o le requieren al operador que mande sus pozos para que seanvalidados, dependiendo del tipo de pozo, pero igual pasa con loslineamentos de medición. Los lineamientos de medición piden que lospuntos de medición sean de alguna forma validados. Entonces, aunquees sí compagine, porque los dos lo traen, tenemos que validarlos comoun acuerdo por fuera. Pero creo que eso nos lo pueden explicar mejor losabogados, ¿no? Porque a lo mejor también los operadores podrían decir,"bueno, si ya ahí le dije los pozos que voy a perforar, ¿por qué tengo quemandarles después una solicitud de aprobación de pozo? Pues porqueson lineamientos diferentes y además están diseñados en esa forma. Noson burocráticos, lo que pasa es que aquí en los planes no tienen quedarnos todos los detalles. Ellos pueden decir que van a perforar cincopozos, pero no nos van a decir exactamente cuál es el diseño. Creo queesa es la lógica, pero bueno, a lo mejor los abogados puedan hacer unpoco más de explicación.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, por favor abogadoJoshua.
DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS,LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Muchas gracias. Para haceralgunas precisiones de lo que está sucediendo en el proceso y en laoperación. El proceso de aprobación del Plan de Desarrollo tenemostodavía alrededor de 20 días hábiles para podernos pronunciar. Sinembargo, el Programa Provisional culmina el día de mañana, es por esoque retraemos la autorización al día de hoy para que no se queden sin un
(" plan al amparo del cual pudieran estar operando en producción. ¿Por quétenemos dos trámites? Porque el operador no tenía conocimiento de quéiba a suceder primero, si la aprobación del plan o del punto de medición
,. "!'·
provisional. El operador petrolero lo que ya requería era que como en el
¡. Programa Provisional pensaba poner a producción este pozo, requería de
/ . Ócgaoo de Gob;emo Dédma Q";ot, Ses;óo E><tcao,d;oa,;a S de mmo de 2019
26
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
un punto de medición provisional para poner a medir este pozo y ponerlo
en producción. Sin embargo, ahora subimos a Órgano de Gobierno y
casualmente en la misma sesión estamos subiendo el Programa
Provisional y el Plan de Desarrollo. Es por ello que traíamos dos planes,
por un tema de trámite y un tema de operación.
Ahora, ¿qué estamos haciendo ahorita en el Programa Provisional, en el
punto de medición provisional? Aprobamos el punto de medición
provisional. ¿Por qué? Porque el artículo 42 de los Lineamientos Técnicos
en Materia de Medición en su antepenúltimo párrafo señala que el
operador petrolero podría continuar utilizando el punto de medición
provisional hasta en tanto se apruebe y en su caso implemente los
mecanismos de medición ya de largo alcance con todos sus mecanismos
autorizados. Lo que estamos haciendo ahorita es convalidar que el
operador petrolero pueda utilizar en su fase 1 el punto de medición
provisional. No estamos entrando a la evaluación de este, pero sí
entramos ya a la evaluación de la fase 2. En la fase 2 lo que estamos ya
autorizando es lo mecanismos de medición completos, los puntos de
medición fiscales. Recordemos que tanto los provisionales como los de la
fase 2 ya son los puntos donde se va a realizar la determinación del
volumen, la calidad y el precio de los hidrocarburos, esto los convierte en
puntos de medición fiscales al amparo del artículo el 3 de la Ley de
Ingresos. Y entonces si en su caso el Órgano de Gobierno aprueba el Plan
de Desarrollo, convalida la utilización de puntos de medición
provisionales durante fase 1 y sí aprueba los puntos de medición y los
mecanismos de medición de la fase 2.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perfecto, me queda
clarísimo.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perdón, nomás una
pregunta. ¿y qué pasa si lo quieren implementar en el 2021 y no en el
2023? Lo podrían hacer sin problema, ¿verdad?
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
27
J
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS,
LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Correctamente. No es una
causal de modificación el que nos movamos en fechas hacia enfrente o
también podríamos ver si por cuestiones operativas pudiera ser que
también se pudiera retrasar en su implementación.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y ya no tendríamos que
venir al Órgano de Gobierno a una resolución específica de cambio de
punto de medición.
DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS,
LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Si continúan con estos puntos
de medición, no.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Facilita al operador, ¿no?
DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS,
LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Correctamente.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor Secretaria
Ejecutiva.
I
SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Sí. O
sea, en términos generales, en complemento es los puntos de medición y
los mecanismos de medición serán aprobados o son aprobados en el
marco del Plan de Desarrollo. En este caso en particular y en algunos otros
que tienen contratos con producción cuando se adjudican, lo que
tenemos que hacer es aprobar Planes Provisionales y puntos de medición
provisionales. Pero en términos generales, un Plan de Desarrollo tendrá
que incluir los puntos de medición, los mecanismos de medición, el
Programa de Aprovechamiento de Gas y las propuestas de recuperación
secundaria y mejorada para analizar todo en su conjunto. Ese es el ideal
digamos.
✓
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A lo mejor me gustaría
hacer el comentario en relación a pozos. En relación a pozos, si están en
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
28
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
el Plan de Desarrollo y son terrestres, seguramente tendrían que dar
aviso. Pero si son costa afuera, entonces tendrían que enviar la validación
de la perforación de cada uno de esos pozos, así está en los lineamientos.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN
DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Gracias Comisionada. Creo que la explicación
del Comisionado y la aclaración que hace el abogado Joshua nos deja muy
claro que hubo algunas coincidencias, por lo que en esta sesión. Solo para
dar certeza precisamente en estos procesos y es pregunta. ¿sería factible
juntar estos dos procesos en caso que se presente algo similar más
adelante?
DIRECTOR GENERAL JURÍDICO DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS,
LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Si, por materia pudiéramos
acumularlos en término de la Ley Federal de Procedimiento
Administrativo.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN
DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Correcto, gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Se debería de hacer. Por
eso fue mi pregunta expresa, eh. OK, muchas gracias. Secretaria, si no hay
más preguntas Comisionados, Comisionado Moreira.
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No, muchas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿No? Secretaria
Ejecutiva, podría leer la propuesta de acuerdo.
No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
29
¡.
�
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
RESOLUCIÓN CNH.E.15.002/19
Resolución por la que la Comisión Nacional de
Hidrocarburos aprueba el Plan de Desarrollo para la
Extracción presentado por Petrolera Cárdenas Mora,
S.A.P.I de C.V. para el contrato CNH-A3.Cárdenas
Mora/2018.
ACUERDO CNH.E.15.002/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII,
y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores
Coordinados en Materia Energética, y 44 fracción 11, último
párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso
f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,
emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan de
Desarrollo para la Extracción, presentado por Petrolera
Cárdenas Mora, S.A.P.I de C.V. relativo al Contrato CNH
A3.Cárdenas-Mora/2018.
11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Deutsche Erdoel México, S,. de R.L. de C.V. para el contrato CNH-A4.Ogarrio/2018.
En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con
la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al maestro León Daniel
Mena Velázquez, Titular de la Unidad Técnica de Extracción.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los
términos que a continuación se transcriben:
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
30
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Mena, por
favor.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN
DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados y
Comisionado Moreira en la estación remota. Buenas tardes. Me permitiré
presentar el Plan de Desarrollo del contrato CNH-A4.Ogarrio/2018.
Veamos primero algunos antecedentes. El 24 de septiembre del 2015 se
considera procedente la migración del área contractual campo Ogarrio a
un Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos. El 17 de
octubre se declara la adjudicación del contrato a Deutsche Erdoel. No sé
si lo pronuncié bien, pero a partir de ahora DEA México, S. de R.L. de C.V
y Pemex Exploración y Producción. El 1 de marzo del 2018 se aprueba el
Plan Provisional de 12 meses y el 6 de ese mismo mes, marzo del 2018,
se celebra la firma del contrato CNH-A4.Ogarrio/2018. En esta sesión de
aprobación del Plan Provisional me gustaría leer una de las
recomendaciones que hicieron en ese entonces y decía este Órgano de
Gobierno: "Tener una buena comunicación entre los dos socios - o DEA y
Pemex - para avanzar en un Plan de Desarrollo que contenga procesos
para maximizar el valor, el yacimiento pueda tener el financiamiento
necesario para desarrollarse adecuadamente". Y eso es importante
porque al final nosotros podremos constatar si efectivamente esta
recomendación se atiende a lo largo de la presentación.
El área contractual tiene actualmente una producción de 4,900 barriles
por día y 19,700 millones de pies cúbicos de gas. Es importante mencionar
que el yacimiento fue descubierto hace más de 60 años y alcanzó
producciones por arriba de los 25,000 barriles por día como veremos en
las gráficas de producción. Con relación a la relatoría cronológica, en
agosto se solicitó la aprobación del Plan de Desarrollo. En septiembre se
notificó por parte de esta Comisión la prevención al plan presentado. El
contratista solicitó una prórroga precisamente para atender la
prevención, la cual fue otorgada en octubre del 2018. Y se atendió esta
prevención el 29 de octubre y se declaró la notificación de información el
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
31
d.
r
j
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
23 de noviembre del 2018. Es importante mencionar que en el transcurso
se hicieron las consultas correspondientes a la Secretaría de Economía
sobre contenido nacional y ASEA sobre el Sistema de Administración de
Riesgos. Se tuvieron dos comparecencias básicamente para
complementar información sobre evaluación económica, temas de
medición como ya vimos los puntos que se presentaron y fideicomiso de
abandono.
Con respecto al objetivo y al alcance del plan, el objetivo es precisamente
maximizar el valor económico del área contractual mediante la extracción
de aceite y gas hasta la vigencia del contrato que es 2042. Y esto se prevé
mediante la realización de perforaciones, terminaciones con un costo
asociado de 637 millones de dólares, incluyendo el desmantelamiento,
con lo que se espera recuperar un volumen de 43.9 millones de barriles
de aceite y 153.7 miles de millones de pies cúbicos de gas equivalentes -
esto es importante - a la reserva 2P estimada hasta el momento por el
contratista. El área contractual se localiza en el municipio de
Huimanguillo, Tabasco. Está más o menos a unos 100 km de ciudad de
Villahermosa, Tabasco.
Con respecto a las generalidades, el área es de 155. 99 km2 de la
formación Terciaria. Incluye los yacimientos del Mioceno y Plioceno. La
profundidad promedio en metros verticales es de 2,600. Tiene un aceite
negro de 37 a 39 grados API. El número de pozos en el contrato es de 247.
Se declararon 140 como útiles, de los cuales 62 son productores y los
restantes 78 están cerrados. La presión actual es de 120 kg/cm2 y
mencionaba la producción de casi 5,000 barriles por día y 19.7 millones
de pies cúbicos en el tema de gas.
Entremos al tema de reservas. Como podrán ver en las gráficas tanto las
verdes que corresponden al aceite y las rojas al gas, se puede ver cómo
había ido en decremento hasta el 2018 que es el año en el que estuvo el
Plan Provisional y para el 2019 se puede ver un incremento en lo que ellos
proponen como probadas, probables y posibles. Explico. El volumen, con
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
32
t
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
base en lo que está del lado derecho se hizo un cálculo de volumen
originales de hidrocarburos usando el método de aproximación del
volumen probabilístico y se construyó un modelo para los bloques. Hay
un domo que separa precisamente el campo Ogarrio y entonces
determinan un bloque A y un bloque B, por lo que hacen un modelo para
cada uno de estos bloques. Elaboran un modelo estocástico de las
propiedades de las rocas y hacen una revalidación de las reservas
remanentes mediante el análisis de curvas de declinación. Entonces en el
cuadro de arriba se puede observar que el volumen original que se tenía
en el 2018 de 1,006 millones de barriles se incrementa 1,307.8 millones
de barriles. Es importante mencionar que las reservas hasta este
momento certificadas, la última certificación fue por parte de PEP. En este
momento con este incremento en el volumen y está
identificación/cuantificación de reservas, se encuentran en el proceso
correspondiente ante esta Comisión y esa es la razón por la que se puede
ver el incremento en probadas, probables y posibles. Y este plan propone
la recuperación de la reserva 2P que ellos están previendo.
Para el cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos se tienen
que cumplir los tres puntos que están mostrados en pantalla. Veamos el
primero sobre el plan de producción para maximizar el valor del factor de
recuperación en condiciones económicamente viables. Con este
antecedente del incremento en el volumen, se revisaron las alternativas
que dieran la mayor rentabilidad y tomando en cuenta las condiciones
que hasta el momento han evaluado durante estos 12 meses del Plan
Provisional. Entonces la primera alternativa que la identifico como la
alternativa base es solamente actividades relacionadas con los pozos ya
seleccionados que son básicamente intervenciones, reparaciones
mayores y reparaciones menores. Sí consideran una prueba piloto de
inyección de agua. La producción esperada de 39.3 sería un poco más de
la reserva 1P sin llegar a la 2P. Entonces con esta información ellos
hicieron varias alternativas y determinaron que la que le daba la mejor
rentabilidad es la alternativa seleccionada considerando, además de toda
ó gano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
33
Comisión Nacional de Hidrocarburos
{
la continuidad de reparaciones mayores y menores que, como podrán ver
en pantalla es igual, se adiciona la perforación y terminación de 10 pozos.
Se mantiene la prueba piloto de inyección de agua que están
considerando y la producción de aceite esperada corresponde a la reserva
2P que ellos estiman que es de 43.9 millones de barriles.
Las inversiones serían de 171.5 millones. Se mantiene el uso de la
tecnología del sistema artificial de producción con bombeo neumático,
más adelante explicaré cómo opera este circuito para el manejo del gas.
Y los indicadores económicos mostrados en pantalla indican un VPN antes
de impuestos de 835.9, de 573.4 después de impuestos y un VPI de 74.3.
Estos son los indicadores que presenta el operador, más adelante
presentaremos los que elabora la Comisión a través del área de
evaluación económica. Adelante por favor.
En esta gráfica quiero destacar lo que comentaba anteriormente. El
campo Ogarrio tiene entre el bloque A y C un domo salino y esa es la
forma en que está propuesto el desarrollo. Los 10 pozos que se están
considerando, cinco se van a perforar en el bloque A y son del tipo 1, me
refiero son direccionales tipo "S", dos etapas para la formación Encanto
a estas profundidades del orden de 2,313 a 2,390 metros desarrollados.
Los cuatro pozos más se van a perforar en el bloque denominado, esto
hay un error, es By son del tipo 11, son direccionales tipo "S", igualmente
van a la formación Encanto. Y del otro lado del domo salino, en el bloque
C se perforaría un pozo más que es un pozo direccional tipo "J". Así
estarían distribuidos, cinco, cuatro y uno de este lado, los 10 pozos que
están proponiendo para el desarrollo. Recordemos que estamos
hablando de la formación Encanto que es del Neógeno que está entre el
Plioceno y el Mioceno.
En este caso en este contrato se mantiene la obligatoriedad del Programa
Mínimo de Trabajo. Sin entrar a todo el detalle, están clasificados por tipo
de actividad en reparaciones a pozos, modelos del yacimiento, estudios y
registros geofísicos de pozos. Se puede ver en la tabla mostrada en
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
34
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
pantalla la actividad, la unidad de medida, las unidades de trabajo, en qué
año se realizarían entre el 2019 y 2020, la cantidad y finalmente del lado
derecho el cálculo de las unidades de trabajo que suman un total de
35,265, muy por arriba de la obligación contractual de 5,620 unidades
que tiene el contratista.
¿Cómo está distribuida esta actividad para su realización? Se puede ver
que en el primer año se perforarían y terminarían cuatro pozos y en el
2020 los seis restantes de la propuesta en la alternativa seleccionada.
Asimismo, se consideran construcción de líneas. Líneas que básicamente
son para la descarga de pozos, línea para la inyección de agua. O sea, no
son construcción de duetos, sino son líneas de descarga principalmente.
Un total de 552 reparaciones mayores a lo largo de todo el periodo hasta
el 2042. Igualmente, reparaciones menores por un total de 997. La
conversión de 12 pozos inyectores y el taponamiento de 251 pozos.
Recordemos que del total de pozos a taponar se consideran ya los 10 que
están propuestos en este Plan de Desarrollo, los 241 que mencioné al
inicio que son los que están en el contrato, considerando que ya hay dos
taponados y descontando cuatro pozos que se identificaron fuera del
área contractual. Entonces cuidamos que nos cuadraran los números
sobre la propuesta de los pozos a taponar, 251.
Veamos el perfil de producción. Mencioné que tiene más de 60 años el
campo Ogarrio que fue descubierto. Ponemos ahí la etapa histórica en el
área verde de lo que fue el histórico y puede ver que se alcanzaron picos
por arriba de los 25,000 barriles por día. En medio pusimos una
identificación en color amarillo que es precisamente cuando aplica el Plan
Provisional. En el 2018 se hace todos estos estudios, actividades, tenemos
identificadas algunas reparaciones realizadas a pozos con el que conocen
un poco más del área contractual. Y se puede ver que el compromiso de
procedencia de migración es esta línea en color negro, que la ponemos
como una referencia para poder ver y comparar contra el Plan de
Desarrollo que al día de hoy traemos aquí a su consideración y que sería
este perfil. Entonces se puede observar que hay una propuesta mayor en
Ó gano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
35
I
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
f
cuanto al perfil de producción que presenta este Plan de Desarrollo
considerando estos 10 pozos. Y se muestra toda la información hasta la
vigencia del contrato que es 2042. En la parte de arriba en las tablas se
puede observar que del periodo de 1960 a 2017 Pemex Exploración y
Producción fue el operador y tuvo una producción acumulada de 224.
DEA por su parte del 2017 al 2018 tiene una producción acumulada de
1.86, para hacer un total de 225. Y este plan contempla recuperar 43.9
millones de barriles, repito, el equivalente a lo que ellos estiman como la
reserva 2P.
En lo correspondiente al gas, de manera similar, hay un comportamiento
histórico primero, luego lo que ha sido el desempeño durante la etapa del
Plan Provisional y luego un incremento correspondiente al Plan de
Desarrollo. Se puede ver un poco más alto el pico y verificamos ese dato.
Desde el Plan Provisional identificaron con pues una medición ya a cargo
de la empresa DEA, y tomando en cuenta los estudios que se tenían, una
RGA un poco mayor y esa es la misma que están reflejando en la parte del
gas. Adelante por favor.
También se revisa el Programa de Aprovechamiento de gas natural. En
este sentido, en la gráfica se puede observar cuál es el gas aprovechado
que sería la línea en color rojo y que tiene dos componentes, la parte de
producción de gas y la parte de bombeo neumático que es parte del gas
que se procesa y se regresa. En las siguientes dos láminas mostraré cómo
es este proceso, pero en términos de aprovechamiento de gas se tiene un
aprovechamiento por arriba del 98% que es lo que establecen los
lineamientos.
Y precisamente en cuanto a los mecanismos de medición de la producción
de hidrocarburos, este es el esquema que se tiene propuesto donde así
es la manera en que están operando. Actualmente tienen aprobados
estos recuadros en color rojo que son los puntos de medición provisional.
La producción de los pozos se envía a la Batería de Separación Ogarrio 2
donde es separado, hay un rectificador. El gas es medido con placa de
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
36
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
f
orificio y enviado hacia la Estación de Compresión Ogarrio, donde se hace
el tratamiento correspondiente, se hace el acondicionamiento y pues una
parte se envía y se mide a través de placa de orificio con medición
referencial ya hacia el Centro La Venta, el Centro Procesador de Gas, y
otra parte que igualmente se mide y se regresa como gas de BN para la
operación de estos pozos. Por eso mostraba la componente que una
parte del gas es enviada ya como proceso de comercialización hacia La
Venta y la otra parte se regresa como gas de BN, de ahí que tengan un
aprovechamiento mayor al 98%. De igual manera, de la parte de los pozos
del bloque A, se envían a la Batería de Separación Ogarrio 5. De igual
manera, aquí lo que se tiene es un V-Cone para el tema del gas, el cual
igual sigue el mismo proceso hacia la Estación de Compresión Ogarrio y
el aceite se envía hacia tanques que es donde está la medición
actualmente aprobada, es una medición estática, y de ahí hacia la planta
deshidratadora para continuar la medición del ultrasónico que está a la
salida de La Venta y de ahí su camino hacia Palomas y todas estas
variantes Pajaritos, Salina Cruz o Nuevo Teapa. Eso es como se define la
etapa 1 que es donde estarían operando.
Y la etapa dos que básicamente, y esto es importante mencionarlo, es
para el cumplimiento de la calidad y presentaron los proyectos de
acuerdos que se les solicitan para esta etapa futura. Aquí la diferencia
básica es que para poder cumplir precisamente con la calidad, el punto
de medición que están proponiendo ya es hasta el CPG La Venta puesto
que aquí ya se cumplen con las condiciones especificadas. Y para el tema
del aceite, el recorrido es muy similar y el punto de medición sería en el
ultrasónico que está a la salida de la planta deshidratadora. Aquí en el
recuadro, en la tabla que está en la parte inferior se especifican
precisamente la instalación, el tipo de medidor y la identificación. Para el
caso de aceite es un ultrasónico, es el PA-900. ¿Qué de diferente hay
también? Que se instalan estos medidores de tipo Coriolis, con lo que
deja de ser una medición estática para pasar a ser una medición dinámica.
Entonces los puntos que se están poniendo a aprobación en este Plan de
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
37
j
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Desarrollo cumplen en términos de los Lineamientos de Medición en
cuanto a calidad y son el CPG La Venta y el PA-900 a la salida de la
deshidratadora en La Venta, Tabasco.
Con relación al Programa de Inversiones, esta es la distribución en
actividad de desarrollo, producción y abandono. El total de las inversiones
y gastos es de 637.5 millones de dólares. La distribución sería un 25% en
la parte de desarrollo que es donde está la perforación de los pozos, un
64% en la parte de producción que incluye la construcción de estas líneas
de descarga, intervenciones a pozos y la operación de instalaciones de
producción y un 11% en la parte de desmantelamiento de todas estas
instalaciones y la totalidad de los pozos, 251 que mencionaba
anteriormente.
Los flujos anuales del proyecto se muestran en color negro para el Estado,
en color amarillo para el contratista. Los costos totales sería el acumulado
de los recuadritos azules y el valor contractual de los hidrocarburos, que
es el precio considerado por el volumen en cada uno de los años, y eso
nos da ese perfil en la curva de color azul. Se toman estas premisas en
cuanto a producción de aceite, gas, tasa de descuento del 10%, precio del
crudo. Aquí pueden observar una pequeña variación en cuanto al precio
de gas que esto es considerando las zonas establecidas por la CRE.
Normalmente traemos un valor ahí en el gas de 3 dólares por millar de
pie cúbico o en este caso de BTU, pero bueno, revisando esas son unas
de las consideraciones que se toman y en este caso es información de la
CRE: el valor de la regalía y el tipo de cambio.
En la gráfica anterior veíamos un comportamiento en el valor contractual
de los hidrocarburos y mencionaba que es el precio por el volumen. En la
gráfica siguiente eso nos da un valor de 3,514.8 millones de dólares
(producción por precio). Descontando los 637.5 que es el costo del
proyecto que incluye inversiones y gastos, entonces nos quedan 2,877,
de los cuales el 54% que representa en 1,550 son para el Estado y el 46%
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
38
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
restante que son 1,326 millones de dólares para el contratista. Y los
indicadores ...
SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Nada
más para puntualizar. El contratista es la asociación.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN
DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Entre PEP y la empresa - lo intento
nuevamente - Deutsche Erdoel México. Adelante por favor. Para dar
cumplimiento a los artículos 44 de la Ley de Hidrocarburos y 39 de la
LORCME, se revisa que se den cumplimento a los siguientes puntos. En
cuanto a tecnología y plan de producción para maximizar el valor de
recuperación de los hidrocarburos en condiciones viables, hacemos más
énfasis aquí al incremento en volumen, porque al haber un
reconocimiento por este análisis técnico durante el Plan Provisional de
mayor volumen, obviamente el factor de recomendación pareciera que
baja, pero es por el efecto de que se está identificando un mayor
volumen. Entonces hacemos énfasis en este reconocimiento de
precisamente una propuesta o una identificación de mayor volumen y
con eso un reconocimiento, una reclasificación de reservas que están en
este momento en el proceso de cuantificación.
Con respecto al aprovechamiento de gas, pudimos ver que todo del gas
es enviado y una parte se va a comercialización y la otra se regresa para
el sistema artificial con bombeo neumático. Adelante. Para acelerar el
desarrollo del conocimiento, pues las actividades previstas que hay
perforaciones, ya vimos los pozos tipo "J", tipo "S", nos permitirán
recuperar en esa propuesta por parte entre DEA y PEP, esta propuesta
conjunta, podrán recuperar la reserva 2P que tienen ellos propuesta. Ya
veíamos el factor de recuperación que se espera sea en este inicio como
una primera versión de 20.6 para el aceite y de gas 36.2. Ahora, es
importante mencionar que yo citaba que están considerando una prueba
piloto para la inyección de agua, la cual está prevista hacerse en próximos
años. Entonces el resultado de la perforación de estos 10 pozos, de la
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
39
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
actividad que se va a desarrollar y la prueba piloto permitirá replantear al
contratista y así lo tienen previsto. Esto está redactado dentro de la
información que nos ingresa que en términos no mayor a dos años ellos
esperan hacer un replanteamiento con esta información nueva.
Un par de recomendaciones es administrar los ritmos de producción y
monitoreo del comportamiento para evitar problemas de conificación de
agua. y esto lo hacemos porque hemos identificado a lo largo de historia,
estuvimos revisando algunos pozos, ya tienen de un 20% a un 25% de
agua. Entonces es importante, como en todos estos yacimientos, un
monitoreo del comportamiento de los mismos. Y en cuanto a la estrategia
de recuperación mejorada, los volúmenes remanentes de aceite hacen
viable la recuperación de algún proceso de recuperación mejorada en
esta área, por lo que es importante la actualización de los modelos tanto
estático y dinámico, la realización de estudios, las pruebas de laboratorio
y sobre todo los resultados que se vayan teniendo de la prueba de
inyección.
Estos son la normatividad aplicable. Señalamos normalmente las
fracciones o los artículos principales que se deben de dar cumplimiento.
Nos aseguramos de que completamente se revisen, incluyendo el
contrato como se puede ver en la parte inferior derecha de la lámina.
Pero la idea es que se presente el cumplimiento que se da en cada uno
de estas leyes y el contrato y lineamientos. Dicho lo anterior, el dictamen
técnico que nosotros vemos es en sentido favorable sobre este Plan de
Desarrollo. Yo quedo atento a cualquier duda, aclaración y cedo la
palabra al Comisionado ponente. Muchísimas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Pimentel,
por favor.
COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Antes de entrar a las
preguntas que pudieran tener colegas, yo solo destacar que este y el
contrato cuyo Plan de Desarrollo para la Extracción aprobamos antes, el
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
40
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
de Cárdenas-Mora junto con este de Ogarrio, pues son dos herramientas
puntuales que la Reforma Energética le dio a Pemex que consiste en
hacerse de un socio, hacerse de un socio para inyectarle recursos a un
proyecto pues que tiene ya mucho tiempo en el que Pemex estaba en
solitario desarrollándolo y es una, me parece una muy buena herramienta
- insisto - que la reforma le dio a Pemex con resultados como vimos
recién muy favorables al final del día para el Estado en términos de lo que
el Estado se queda de las ganancias del proyecto en el que Pemex
comparte el riesgo financiero con un socio, en este caso un socio de
origen alemán. No voy siquiera intentar repetir la pronunciación a
nuestro titular de la Unidad, de la empresa alemana DEA Deutsche.
Y en el caso de Cárdenas-Mora una empresa de origen egipcio, Cheiron
Holdings. Entonces creo pues que es una muy buena señal que ahora se
materialice ya lo que en su momento esta CNH licitó, así está establecido
en el marco jurídico aplicable, que el socio o empresa que va a ser socia
de Pemex debe ser resultado de un proceso competitivo de una licitación.
Eso sucedió en su momento, hubo una muy importante participación de
distintas empresas y ahora los contratistas Pemex con sus socios, la de
origen egipcio Cheiron en el área de Cárdenas-Mora y Pemex con este
socio alemán en el área de Ogarrio ahora presentan ya sus Planes de
Desarrollo para la Extracción pues con inversiones importantes, con una
actividad física muy intensa e insisto, con resultados al final, asumiendo
pues que esto es un negocio petrolero exitoso, con muy buenos
resultados al final tanto para el Estado mexicano como para el propio
contratista Pemex y su socio. Solo quería destacar pues esta característica
que me parece importante y desde luego estamos a sus órdenes para
alguna inquietud o pregunta que pudieran tener colegas. Doctora,
muchas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias
Comisionado Pimentel. ¿Algún comentario Comisionados, Comisionado
Moreira?
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
41
¿,
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRIGUEZ.- No, muchas gracias.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A mí me gustaría agregar el que cuando se hizo la licitación hubieron varios oferentes y esta compañía ofreció 213 millones de dólares de pago porque todos empataron a la regalía adicional que se tenía como topada al 13%. Entonces ya de inicio Petróleos Mexicanos tiene ahí un cierto monto. Y me quiero referir al pie en donde ponían la regalía para el Estado y la regalía para el operador. Entonces esa regalía al operador, lo dijo bien la Secretaria Ejecutiva, incluye tanto a Deustche como a Pemex dentro de lo que está a favor del contratista. Pero además hay que considerar ya que hubo un pago de 213.8 millones de dólares cuando se hizo la licitación, que es una gran cantidad. Los dos yacimientos o los dos contratos tanto el de Deutsche como el de Cheiron tienen aceite de muy buena calidad 39 grados API. Son muy buenos. Este último que tenemos tiene una producción de 4,692 barriles por día, ¿verdad? Más o menos eso es el valor, 4,692. Tienen mayor reserva a recuperar, pero le gana el otro, tiene 5,831 barriles por día. Entonces también la gente como que siempre asocia la reserva con la producción y eso no es así. El otro que tiene menos posibilidad de obtener reserva tiene mayor producción. Pero también por otro lado creo que los dos tienen la coincidencia de que están analizando los proyectos de recuperación secundaria y mejorada y aquí en alguna parte de la información que nos pasaron están viendo la inyección de agua como una posibilidad. Entonces eso quiere decir que lo que hoy nos presentan puede ser mejorado más adelante con los estudios correspondientes.
Algo creo que también hay que decir al igual que en el anterior. Vimos
{ dos alternativas y se dice que son las dos alternativas que estudió eloperador. Pero no es cierto, pueden ser muchas más las que estudió y nos mandó dos y así lo hacen los operadores, siempre buscan muchas más y nos mandan las que son más atractivas. Entonces bueno, pues creo
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
42
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
que la reactivación de estos campos está muy pronta, pero además ya al
Estado le ingresaron o a Pemex, no sé, no tengo la claridad de cómo está.
Pero Deutsche metió 213 millones de dólares y Cheiron 42 millones de
dólares nada más por ganar la licitación. Entonces la suma ya son 250
millones de dólares como parte de este proceso licitatorio.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor Comisionado
Pimentel.
COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Digamos, ese dinero una
parte va al fondo Mexicano del Petróleo y hay una parte u otra parte que
va directamente a PEP por las actividades que históricamente venía
realizando en el área. De manera que sí, es correcto, Pemex recibe
recursos frescos de este socio y además el Estado a través o por conducto
del fundo pues recibe una cantidad también muy importante de recursos.
Son los dos pues.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Que yo creo que se podría
visualizar como una producción anticipada. Ya el dinero ya ingresó.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, y bueno, perdón.
DIRECTORA GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA,
MAESTRA MARÍA ADAMELIA BURGUEÑO MERCADO.- Sobre esta parte,
nada más quisiera señalar que esta evaluación que hacemos respecto a
cuánto le toca al Estado y cuánto se queda el contratista ya considera que
se pagó un bono en efectivo que es una parte al fondo y que es otra parte
a favor de Pemex. Entonces ya incluye eso digamos como un costo del
contrato, está ponderando ya eso como costo.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ah, gracias Directora.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero posiblemente lo que
falte ahí señalar es que el Estado es Pemex de alguna forma. ¿Verdad?
Ór ano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
43
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
DIRECTORA GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA,
MAESTRA MARÍA ADAMELIA BURGUEÑO MERCADO.- Correcto, que en
realidad esa inversión fue un pago al Estado o a Pemex o al Fondo
Mexicano del Petróleo.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Exacto. Entonces no
solamente se queda con el 54%, si no se queda con la parte que le toca a
Pemex.
DIRECTORA GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA,
MAESTRA MARÍA ADAMELIA BURGUEÑO MERCADO.- A Pemex, de
acuerdo.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perfecto. Yo tengo
también la observación de que, o sea, sí es muy importante como una
recomendación manejar la cuantificación o la certificación de estas
reservas, ¿no? Porque un poco de los datos que ustedes nos
proporcionan, bueno, que proporcionó el operador es de que las
reservas, cuando menos estamos hablando de las reservas 3P, pero se
duplican. Se duplican en cuanto a la parte de aceite y se triplican en
cuanto a las reservas de gas en 3P. Entonces sí es muy importante que
esto se verifique y se certifique porque con base en esto también se está
haciendo todo el plan que nos presentaron el día de hoy. Entonces sí es
importante que en un momento dado esto se avale por los certificadores
y que el plan esté totalmente consolidado por esta certificación que se
puede estar haciendo. No sé si va a ser para este año o para el siguiente,
¿no?
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO JULIO
TREJO MARTÍNEZ.- Nada más para comentar, ya está dentro del proceso
de certificación de reservas de este año.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ah, eso estaría
estupendo.
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
44
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, MAESTRO JULIO
TREJO MARTÍNEZ.- Por ambos, tanto el de DEA como el de Cheiron ya se
encuentra en el proceso de certificación.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y eso sería muy buenas
noticias también, ¿no?
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN
DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Y le ponemos la atención debida por lo que
acaba de comentar Comisionada.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si no hay algún otro
comentario, Secretaria Ejecutiva nos podría leer la propuesta de acuerdo.
No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:
RESOLUCIÓN CNH.E.15.003/19
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V. relativo al Contrato CNH-A4.Ogarrio/2018.
ACUERDO CNH.E.15.003/19
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111, y 44 fracción 11, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción, presentado por Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V. relativo al Contrato CNH-A4.Ogarrio/2018.
Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
45
ó
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 18:47 horas del día 5 de
marzo de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Décima
Quinta Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su
asistencia y participación.
La presente acta se firma y rubrica al margen de todas sus fojas por los
Comisionados que en ella intervinieron, así como por la Secretaria
Ejecutiva.
Alma Amén
Comisionada
Sergio Henrivier Pimentel Vargas
Comisionado
Secretaria Ejecutiva
omisionado
Héctor Moreira Rodríguez
Comisionado
Órgano de Gobierno Décima Quinta Sesión Extraordinaria 5 de marzo de 2019
46
Recommended